SU1663184A1 - Способ заводнени нефт ного пласта - Google Patents

Abstract

Изобретение относитс  к нефтедобыче. Цель - повышение нефтеотдачи за счет увеличени  охвата пласта воздействием при заводнении. Дл  этого через нагнетательную скважину в пласт попеременно закачивают воду и суспензию порошкообразного агента. Суспензи  порошкообразного агента содержит дисперсную фазу 0,03 - 0,5%-ной концентрации и имеет скрин-фактор 3 - 100 отн.ед. В качестве дисперсной фазы используют порошкообразный полиакриламид с содержанием 5 - 80% гель-фракции и золь фракции с мол. м. не менее 1.10⁶. Взвешенна  в в зком растворе суспензи  порошка полиакриламида обладает высокой степенью набухаемости и седиментационной устойчивостью. В процессе движени  водно-полимерной суспензии по промытым зонам пласта она создает дополнительное сопротивление потоку воды. Это приводит к выравниванию фронта вытеснени  нефти и увеличению охвата пласта заводнением. 1 табл.

Description

Изобретение относитс  к нефтедобыче, а именно к способам заводнени  нефт ных пластов.

Целью изобретени   вл етс  повышение нефтеотдачи за счет увеличени  охвата пласта воздействием при заводнении.

В способе, включающем закачку в пласт через нагнетательную скважину воды, суспензии порошкообразного агента и раствора полиакриламида, в пласт через нагнетательную скважину попеременно нагнетают воду и 0,03-0,5%-ную суспензию порошкообразного полиакриламида (ПАА), имеющей величину скрин-фактора в интервале 3-100, причем полиакриламид содержит 5-80% гель-фракции, 20-90 мас.% золь-фракции с мол. массой не менее 1-10 .

В нефт ной пласт нагнетают воду до по влени  воды в добываемой продукции, что указывает на образование промытых зон, которые необходимы в данном случае

дл  более глубокого проникновени  дисперсной системы в глубину пласта. Далее в пласт нагнетают 0,03-0,5%-ную суспензию порошка полиакриламида, имеющего величину скрин-фактора 3-100 отн.ед., причем полиакриламид содержит 5-80 мас.% гель- фракции, а золь-фракци  имеет мол.массу не менее 1-10 . Взвешенна  в в зком растворе суспензи  порошка полиакриламида обладает высокой степенью набухаемости и седиментационной устойчивостью. В процессе движени  водно-полимерной суспензии по промытым зонам пласта, она создает дополнительное сопротивление потоку воды . Это приводит к выравниванию фронта вытеснени  нефти и увеличению охвата пласта заводнением.|

Дл  более глубокой обработки пласта водно-полимерной системой необходимо, чтобы концентраци  суспензии была в пределах 0,03-0,5 мас.% Дл  минерализованО

о со

00

ных пластовых вод и вод морей предпочтительна более высока  концентраци  и меньшее количество гель-фракции в порошке ПАА. Этот эффект можно учесть указанием пределов изменени  скрин-фактора дл  водно-полимерных систем, нагнетаемых в нефт ной пласт. В данном случае опытным путем определено оптимальный интервал значений скрин-фактора водно-полимерных систем 3-100 отн.ед. При концентрации порошка свыше 0,5% система тер ет подвижность и ее нельз  ввести в глубину пласта . При концентраци х порошка меньших 0,03% степень воздействи  на пласт снижаетс  и требуетс  более продолжительна  обработка пласта. Введенна  в пласт водно- полимерна  система выравнивает потоки жидкости в пласте и после того, как в дальнейшем в пласт нагнетают обыкновенную воду. При этом набухание в пласте частицы порошка полиакриламида при взаимодействии с пластовыми водами не разрушаютс . Поэтому в отличие от обычного полимерного заполнени  предлагаемый способ требует меньшее количество полиакриламида .

Способ осуществл ют следующим образом .

В нефт ной пласт нагнетательной скважины закачивают воду, а из добывающей скважины отбирают нефть. После по влени  в добываемой нефти воды производ т обработку пласта 0,03-0,5%-ной суспензией порошка полиакриламида с содержанием гель-фракции 5-80% и золь-фракции с мол, м. не менее 1 О3. После обработки пласта водно-полимерной системой производ т нагнетание воды. В дальнейшем повтор етс  цикл обработки. В процессе закачки суспензии контролируют давление нагнетани  и обводненность добываемой нефти. В результате проведени  меропри тий обводненность добываемой нефти снижаетс  и возрастает дебит нефти.

Приведенные количественный состав фракций полиакриламида и молекул рна  масса золь-фракции оптимальны. При концентрации гель-фракции менее 5% предлагаемый способ по эффективности аналогичен обычному полимерному заводнению , а при концентрации гель-фракции более 80% набухаемость частиц гелевой фракции невелика, что повышает гид- ропроводность пласта и увеличивает веро тность проскока закачиваемой воды к добывающей скважине. Наличие растворимой золь-фракции обеспечивает достаточную в зкость дисперсной системы и ее стабильность во времени и способствует лучшему вытеснению нафти не только из

трещин, но и поровых каналов пород пласта .

Использование предлагаемого способа увеличит количество добываемой нефти и

позволит снизить расход полиакриламида- при заводнении нефт ных пластов.

Пример 1. Дл  оценки эффективности способа при заводнении нефт ного пласта , процесс заводнени  был смоделирован

0 в лабораторных услови х. Дл  этого была приготовлена двумерна  плоска  модель пласта с трещинным коллектором нефти. Модель пласта представл ла собой квадрат с 40x40 см. Внутри модели размещали пр 5 моугольные блоки из карбонатной породы размером 5x5 см и толщиной 2 см. Трещины между блоками имели размер 0,5-1 мм. Объем свободного пространства модели 100мл. Модель заполн ли керосином, имитирую0 щим нефть. На первом этапе проводили вытеснение модели нефти морской водой до по влени  на выходе из модели пласта воды . Далее проводили нагнетание 0,2%-ной водно-полимерной системы на основе мор5 ской воды и реагента с содержанием гель- фракции 48%, золь-фракции с мол,массой 1 106 (по данным вискозиметрического метода ), в количестве 0,5 свободного объема модели пласта. Далее нагнетали морскую воду.

0 На выходе из модели пласта отбирали керосин . После прокачивани  через модель пласта п ти поровых объемов, производили замер количества вытесненного из модели пласта керосина. Величину нефтеотдачи оп5 редел ли как отношение объема вытесненного керосина к исходному объему керосина в модели пласта. Количество керосина, вытесненного в модели пласта по предлагаемому способу, составило 62%. В

0 контрольном опыте вытеснение керосина проводилось путем закачки в пласт 0,5%- ной суспензии бентонитовой глины в 0,2%- ном растворе полиакриламида, содержащего только золь-фракцию (прото5 тип). Количество вытесненного керосина составило 42 %. Таким образом, предлагаемый реагент обеспечивает увеличение нефтеотдачи в сравнени  с прототипом.

Пример 2. Дл  оценки вли ни 

0 условий реализации предлагаемого способа на его эффективность, были проведены лабораторные исследовани  свойств водной суспензии порошка полиакриламида различного фракционного состава, закачивае5 мой в предварительно промытые водой области нефт ного пласта.

Дл  этого проведены исследовани  свойств суспензии, определ ющие физико- механические свойства суспензии в пласте. Такими показател ми  вл ютс  скрин-фактор , набухаемость порошка полиакрилами- да и седиментационна  устойчивость.

Измерени  скрин-фактора проводили на скрин-вискозиметре. Набухаемость определ ли как отношение массы набухшей суспензии к исходной массе порошка. Седи- ментационную устойчивость оценивали по времени оседани  половины массы взве- шенных частиц.

Результаты измерений свойств суспен- зий различных порошков полиакриламида, бентонитовой глины (прототип), 100%-ного гел  полиакриламида (аналог) представлены в таблице.

Из приведенных в таблице данных вид- но, что скрин-фактор суспензий порошков полиакриламида возрастает с ростом количества гель-фракции в порошке ПАА свыше 5 мас.%. Это свидетельствует о повышении эффективности заводнени  нефт ного пла- ста по сравнению с обычным полимерным заводнением. Одновременно, начина  с концентрации гель-фракции 80% и более, набухаемость и седиментационна  устойчивость полимерных суспензий резко падает, что не позвол ет определить скрин-фактор суспензий. Кроме того, опыт показывает, что слабонабухающий полиакриламид не проходит через пороговые каналы и трещи

ны. Поэтому оптимальным следует считать количество гель-фракции в порошке ПАА5- 80%.

Из данных приведенных в таблице, видно , что с увеличением концентрации суспензии , используемой дл  заводнени , возрастает величина скрин-фактора. При концентраци х суспензии более 0,5 г/дм система тер ет подвижность и не пригодна дл  нагнетани  в пласт. При концентраци х суспензии менее 0,03% эффект от применени  способа малозначителен.

Claims (1)

1. Формула изобретени  Способ заводнени  нефт ного пласта, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину воды, сусгензии порошкообразного агента и полиакриламида, о т- личающийс  тем, что, с целью повышени  нефтеотдачи за счет увеличени  охвата пласта воздействием при заводнении , воду и суспензию порошкообразного агента закачивают попеременно, суспензи  порошкообразного агента содержит дисперсную фазу 0,03-0,5%-ной концентрации и имеет скрин-фактор 3-100 отн.ед., а в качестве дисперсной фазы используют порошкообразный полиакриламид с содержанием 5-80% гель-фракции и золь-фракции с мол. массой не менее 1 106.

   Физико-химические и реологические свойства водно-полимерных систем на основе морской воды и порошкообразного полиакриламида в зависимости от фракционного состава полиакриламида